一、电力市场化改革概述
(一)改革政策梳理
1、2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》【中发〔2015〕9号】实施，开启了电力市场化改革。其核心是 “管住中间、放开两头”，即管住中间的电网输配环节，放开两头的发电和售电环节，为电力市场化改革奠定了总体框架，使各类电力市场主体能够直接参与市场交易，还原电力的商品属性。此后，电力市场交易规模不断扩大，电力现货市场建设逐步推进。
2、2018年7月，《国家发展改革委、国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》【发改运行〔2018〕1027号】实施，其核心宗旨是：提高市场化交易电量规模、推进各类发电企业进入市场、放开符合条件的用户进入市场、积极培育售电市场主体。明确用户市场准入标准：在确保电网安全、妥善处理交叉补贴和公平承担清洁能源配额的前提下，有序放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。
3、2021年10月，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》【发改价格〔2021〕1439号】实施，其改革思路为：按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。
4、2023年1月，《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》【发改办价格〔2022〕1047号】实施，在继续执行《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(已失效)的基础上，进一步明确要保障用户安全可靠用电，逐步优化代理购电制度，鼓励支持 10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围，优化代理购电市场化采购方式等。
(二)改革主要内容
电价改革：有序放开上网电价与销售电价，除居民、农业用电外，工商业用电电价由市场供需决定;输配电价独立核算，按 “准许成本加合理收益” 原则确定，电网企业靠收取输配电费盈利。
市场主体多元化：发电侧，除传统国有发电集团，允许民营、外资发电企业入场;售电侧，鼓励售电公司成立，像社会资本、节能服务企业、发电企业均可跨界涉足售电业务，用户也有权自主挑选售电方。
交易机构独立：把电力交易机构从电网企业剥离，组建相对独立的交易平台，像北京、广州电力交易中心，负责组织电力交易，保证交易流程公开透明、公平公正。
建立市场交易体系：构建中长期与现货结合的电力交易体系，中长期交易锁定电量、电价，平抑价格波动;现货交易应对实时供需变化，精准调节电力余缺，辅助服务市场也同步建立，保障电网稳定。
增量配电业务改革：针对新增的工业园区、经济开发区等区域配电项目，放开社会资本投资，缓解电网建设资金压力，满足特定区域用电需求，提升配电服务效率。
二、细分领域：售电侧改革相关内容
本文讨论售电公司与电力用户之间相关约定研究，在电力市场化改革中属于“管住中间、放开两头”中的售电侧改革，其中涉及以下相关内容：
(一)售电公司及其市场准入标准
售电公司是在电力体制改革中催生的新兴市场主体，其重要承担购售电中介和提供增值服务的角色。具体而言售电公司从发电侧批量购入电力，再零售给工商业等用户。除基本购电服务外，还为用户量身定制能效管理方案，比如对工厂用电设备、商业场所照明系统做节能评估，提出设备升级、错峰用电建议;开展用电设备运维，定期巡检、抢修，保障用电顺畅;协助用户进行需求侧响应，在用电高峰时配合电网调控负荷，获取补贴等服务。售电公司盈利模式也与其服务内容挂钩，主要通过赚取价差，收取增值服务费用，政策补贴与激励盈利。
售电公司准入标准：首先是资产要求：资产总额不得低于 2 千万元人民币。资产总额在 2 千万元至 1 亿元人民币的，可以从事年售电量 6 至 30 亿千瓦时的售电业务;资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以从事年售电量 30 至 60 亿千瓦时的售电业务;资产总额在 2 亿元人民币以上的，不限制其售电量。其次是从业人员要求：拥有 10 名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。再次是经营场所和设备要求：应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。广东省在前述国家基本标准条件上，要求对于拥有配电网运营权的售电公司还需在注册资本、专业技术人员数量和资质、安全生产等方面满足更高要求，且需取得电力业务许可证(供电类)。
(二)购电用户及其市场准入标准
参与电力市场交易的购电方主要是工商业用户。工商业用户是指在工业和商业领域从事生产、经营活动并使用电力的各类企业、单位和个体工商户等，是电力市场中的重要购电方。
市场准入标准：广东地区鼓励10kV及以上工商业用户直接参与市场交易，其中年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易;具备条件的10kV 以下工商业用户可自主选择直接参与市场交易。
(三)工商业用户购电模式
1、直接参与市场交易：具备一定规模和用电管理能力的工商业用户可直接在电力交易平台上与发电企业或售电公司进行交易，比如广东省规定的年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户。通过双边协商、集中交易、挂牌交易等方式购电。双边协商是指用户与发电企业或售电公司直接就电量、电价、供电时间等进行一对一谈判并签订合同;集中交易是在规定的交易时间内，众多用户和发电企业或售电公司集中在交易平台上进行报价和交易撮合;挂牌交易则是发电企业或售电公司将电力产品在交易平台上挂牌，用户根据挂牌信息选择购买。
2、委托售电公司交易：一些用电规模较小、追求成本优化的工商业用户选择将购电业务委托给专业的售电公司，由售电公司根据用户的用电需求和特点，利用其专业优势和市场资源，在电力市场中为用户采购电力，并提供综合能源服务、节能咨询、设备维护等增值服务。
3、电网代理购电：暂无法直接参与市场交易的10千伏及以上用户，或已直接参与市场交易又退出的用户，可由电网公司代理购电。电网企业以“报量不报价”的价格接受者身份参与电力市场，代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加等组成。
三、售电公司与电力用户“差价分成”约定是否合法
(一)售电公司交易模式
电力用户通过售电公司代理购电一般有如下几种交易模式：(1)固定价格结算，用户在合同期内按照固定价格结算电费，不受市场价格波动影响，购电价格相对稳定，便于用户进行成本控制和预算管理。(2)差价合约结算(CFD)。双方先设定一个基准电价，到期时，依据市场实际电价与基准电价对比计算差价，进行多退少补结算。比如，约定基准电价 0.55 元 / 千瓦时，结算时市场电价 0.6 元 / 千瓦时，用户需向售电公司补齐每千瓦时 0.05 元差价;若市场电价 0.5 元 / 千瓦时，售电公司则要退还用户每千瓦时 0.05 元 。(3)按比例分成结算。把购电成本与售电收入之间的差价，按预先协商好的比例在售电公司与用户间分配。例如，双方约定按三七开分成，若差价为 10 万元，售电公司得 3 万元，用户得 7 万元。(4)“保底+分成”模式。售电公司给予用户一个保底的电价优惠，这是合作的基础保障，确保用户在最基本的用电需求下能获得一定的成本降低。在此保底优惠之上，若电量达到一定规模，或是通过售电公司的优化策略使得用电成本节约达到特定额度，双方按照事先约定的比例对超出部分进行分成。比如：约定保底优惠以每度电较当地基准电价降低 0.03 元为标准。当年度企业总用电量超过 1000 万千瓦时，且用电成本节约额(相较于按基准电价计算的成本)达到 50 万元后，超出的节约成本部分，售电公司与用户按照 4:6 的比例分成。也就是说，如果该年度最终节约成本为 80 万元，超出的 30 万元中，售电公司可得 12 万元，用户可得 18 万元。
(二)“差价分成”交易模式是否合法
以上售电公司提供的第3种按比例分成结算与第4种“保底+分成”模式均属于本文讨论的“差价分成”交易模式。之所以需要讨论此类交易模式是否合法，起因源于电力市场化改革模式尚未被公众熟知，且“差价分成”的交易模式是电力用户向电网交纳电费后，售电公司用电力用户的付费记录与电网公司结算，然后按合约进行差价分成，这种模式有点类似“返利”，电力用户有此类担忧实属正常，有不少企业认为这种模式可能涉及“抽屉协议”。
但实际上由于电力市场化改革，前述“差价分成”交易模式，主要是售电公司将“批发-零售”之间的差价拿出来与用户利润分成，如果不存在市场操纵和不正当竞争，原则上是售电公司与电力用户之间自由约定，合法有效。比如新疆电力交易中心发布的《新疆电力零售套餐服务指引》，将比例分成套餐作为零售套餐的一种类型，直接肯定该种模式的合法化。
具体而言，“差价分成”交易模式需满足如下条件，则符合合法前提：(1)遵循电力市场规则：售电公司和电力用户都需要遵守所在地区电力市场的交易规则、准入和退出机制等。例如，在浙江，售电公司和零售用户应在电力交易平台零售交易模块签订电力零售交易合同，按照规定的流程和要求进行交易和结算。(2)合理确定分成比例：分成比例的确定应基于公平合理的原则，不能存在一方利用优势地位或信息不对称等不合理地压低或抬高对方分成比例的情况。双方应根据市场情况、成本分担、风险共担等因素协商确定合理的分成比例。(3)透明的价格机制：合同约定价格和指定价格等关键价格参数的确定应透明、合理，不能存在价格操纵或不透明的定价行为。例如，在新疆的比例分成套餐中，合同约定价格和指定价格可以选择固定价、年度 / 月度直接交易加权平均价格等，以确保价格的合理性和透明度。(4)合同签订与备案合规。分成合同签订确保双方意思表示真实、自愿，不存在欺诈、胁迫等情形，完成签订后，售电公司需按照当地能源监管部门要求，将合同及时备案，以便监管部门对分成约定的合法性、合理性进行监督审查。例如：在广东电力交易中心发布的相关规则和要求中，售电公司与电力用户签订的购售电合同需要在交易平台进行备案。对于一些涉及特殊结算方式或利润分配模式的合同，如需求侧响应、偏差电量处理等可能影响利润分配的情况，需在合同备案时详细说明并接受审核。
四、“差价分成”约定常见纠纷及分析
(一)“价差”约定是上浮还是下浮理解不同
浙江省宁波市中级人民法院|(2022)浙02民终930号案件。博德公司、宏博公司《浙江售电公司与电力用户购售电合同》，双方主要争议焦点为：涉案《浙江售电公司与电力用户购售电合同》中约定的年度交易合约电量市场交易价格系高于还是低于交易基准电价。
涉案《浙江售电公司与电力用户购售电合同》第4.5.1条约定：博德公司、宏博公司双方同意年度交易合约电量市场交易价格按以下方式处理：年度交易合约电量市场交易尖峰时段价格按2.6分/千瓦时的价差与尖峰时段交易基准电价联动，高峰时段价格按2.5分/千瓦时的价差与高峰时段交易基准电价联动，低谷时段价格按2.4分/千瓦时的价差与低谷时段交易基准电价联动。(注：价差为正时，表示市场交易分时价格高于分时交易基准电价;价差为负时，表示市场交易分时价格低于分时交易基准电价)。博德公司主张签约为获电价优惠，所以交易价格应低于基准电价，即价差为负;宏博公司则称按字面，价差明确为正，意味着交易价格高于基准电价，还反诉要求博德公司返还已享受的电价优惠。
法院审理时综合多方面因素：一是签约前宏博公司的合作报价单、承诺书都提及电力优惠报价;二是从合同目的看，博德公司是想获取电价优惠，宏博公司意在做大业务体量;三是实际履行中，博德公司已享受部分电价优惠，宏博公司收到律师函后也未追讨这部分款项。最终，法院判定案涉价差约定是市场交易分时价格低于分时交易基准电价。
(二)分成模式约定理解分歧
江苏省无锡市中级人民法院|(2020)苏02民终1422号案件。浙宏公司与海芝卓公司先后签订《海芝卓合同》和《售电公司合同》，两份合同在期限、价差收益、生效要件等方面约定不同，且未注明签订日期，双方对实际履行哪份合同存在分歧。海芝卓公司认为《海芝卓合同》生效并应据此执行，浙宏公司主张实际履行的是《售电公司合同》。法院认定双方履行的是《售电公司合同》后，双方对于价差收益条款理解又存在分歧。
《售电公司合同》4.3.2 条约定：交易模式为双方同意参与市场化交易所产生的价差收益采取比例分成，交易收益的 70% 归甲方(浙宏公司)所有，30% 归乙方(海芝卓公司)所有，乙方承诺甲方每 1 千万时电量参与市场化交易产生的价差收益不低于 2 分，若达不到 2 分，由乙方差额补足，甲方价差收益按 2 分计算，若超过 2 分，则按实计算价差收益。浙宏公司的理解：该条款为其提供了保底收益保障，即每 1 千万时电量参与市场化交易后，不管实际价差收益情况如何，自己都能拿到至少 2 分的价差收益。如果实际价差收益不足 2 分，售电方海芝卓公司要补齐差额，让浙宏公司能按 2 分来计算收益;要是实际价差超过 2 分，就按真实的超出部分计算分成。
海芝卓公司的理解：这里的 2 分价差收益指的是市场化交易产生的整体价差收益，先算出总的价差收益，要是这个总收益不到 2 分，先把总收益按三七分成，浙宏公司拿到的是总收益的 70%;要是总收益超过 2 分，才按实计算分成，并非是保证浙宏公司保底就能拿到 2 分的价差收益。也就是说，浙宏公司最终拿到手的分成，是先看整体价差，再按比例来，而非先保障 2 分的基数。
最终法院认为《售电公司合同》4.3.2 条 “乙方承诺” 内容应理解为浙宏公司实际获得收益不低于2分/千瓦时。从文字表意和上下文逻辑看，都支持这一解读;同时，法院不认可海芝卓公司以浙宏公司未按《江苏省电力中长期交易规则(暂行)》规定逾期对结算数据提异议，就视为认可结算依据的主张，因为涉案合同未提及该规则相关内容。
(三)“价差约定”分成条款是否因一方亏损而显失公平
无锡市惠山区人民法院|(2018)苏0206民初3244号案件。中皓公司与新大中公司签订《购售电合同补充协议》，对差价收益及偏差考核费用的承担进行了补充约定，如果电力公司标准电价与新大中公司实际享受的结算电价差价低于每度电3分，则由中皓公司无条件补足差额部分。中皓公司认为根据上述合同的实际履行情况，若继续履行补充协议，中皓公司将损失100余万元，而新大中公司则会获益将近70万元，故该《购售电合同补充协议》存在显失公平的情形，应予撤销。新大公司反诉合同继续履行。
法院认为：判断显失公平要综合主客观要件，不能只看结果不平等。主观上，双方都是合法商事主体，中皓公司作为成熟售电企业，有能力评估商业风险，合同是双方磋商一致的成果，不存在对方利用优势或己方轻率、无经验的情况。而且商业损失不只是金钱层面，还有开拓市场、品牌提升等潜在收益，所以不支持撤销补充协议，要求双方继续履约。
五、总结
在电力市场化改革的背景下，售电公司与电力用户之间的“差价分成”约定成为了双方合作的重要模式，该模式原则上合法有效。然而由于合同条款的模糊性、双方理解的不一致以及市场环境的复杂性，这种约定在实践中也容易引发纠纷。通过对纠纷的梳理观察，多数争议均起源于对条款的理解，因此建议购售电合同中详细列明价差计算方式、分成比例、生效条件及争议解决机制，以减少因条款模糊导致的争议。